页岩气井压裂技术

脆性中等的页岩选用复合压裂液，即降阻水和线性胶或交联
压裂液复合;
塑性页岩选用高粘度的交联压裂液。 Barnett 粘土含量较高的页岩气藏复合压裂单井产量与邻井 相比, 从2. 42×104 m3 / d 提高到3.09 × 104 m3 / d, 产 量提高了7.69% 。
二、压裂液技术：体系和特性
目前我公司开发的压裂液体系有：降阻水压裂液、线性胶压
裂液、泡沫压裂液、交联压裂液。就国内页岩井压裂常用体系
为降阻水和线性胶体系。
降阻水及线性胶综合性能及特点：
●低摩阻性：降阻率》60%
●低伤害性：伤害率<10%， ● 低粘度：2～30mPa.s可调
●返排液表面张力较低，具有回收再循环利用的基础
● 可实现压裂液在线配制、根据施工情况调整压裂液的用量，降低浪
三、压裂施工设计技术
压裂工艺 压裂液 支撑剂 100 目+30/50 目陶粒 100 目+40/70 目石英砂
井号
岩性
水平段长 压裂 (m) 段数 隔离+射孔方式
涪页 HF-1 页岩、夹薄层灰岩 1136.75 10 桥塞+射孔联作 滑溜水+冻胶 彭页 HF-1 页岩、粉砂质页岩 1014.48 12 桥塞+射孔联作 滑溜水+线性胶 延页平 1 泥页岩 605
排量(m^3/min) 砂浓度15Kg/m^3
2011年5月在四川威远县威201－H1
80
排出排量
16
二、压裂液返排液的回收利用技术
在威201-H1井配液后对降阻水基本性能测试结果
如下：
液体类型 粘度，mPa.s（常温）
现场 常温放置1月
密度，g/cm3
pH值
降阻水
压后返出液
5.6
1.20
5.02
间的是无支撑剂的无限导流通道。
段塞式注入程序
留下的是思考 是方向
页岩气井压裂技术
汇报内容
概述 压裂液技术
压裂工艺技术
一、概述
美国页岩气的成功，全球掀起了一场“页岩气革命” ，澳大利亚、 中国和印度等许多国家给予极大关注，纷纷开展研究、勘探评价和开 发试验工作。预计到2020 年全球页岩气年产-2009 技术储备阶段
二、压裂液技术：体系和特性
其它压裂液
• 涪页HF-1井的凝胶基液和彭页HF-1井的线性胶预先
配出一定的量，随后根据需要进行配制补充。
• 延页平1井使用的清洁压裂液为预先生产的成品，使 用时按比例在线加入。
各井压裂配制统计
井号 涪页HF-1 彭页HF-1 延页平1 名称 凝胶基液 线性胶 清洁压裂液 数量(m3) 2150 3400 636.1 在线加入 备注 除在线加入添加剂之外此时加入
通过十年的技术储备对页 岩气开发有了初步的认识 及技术储备 2005-2008 资源评价阶 段 2000-2005 跟踪调研阶 段
调研国外页岩 储层勘探开发 状况 通过对比国内 外类似页岩储 层地质特征， 并与国外公司 联合评价，如 与美国新田公 司联合评价威 远气田
2008-2009 目标优选阶 段
6 桥塞+射孔联作 滑溜水+清洁压裂液 100 目+40/70 目+20/40 目陶粒
三、压裂施工设计技术
2）多级滑套水平井分段压裂技术
利用地面遥控井下电控滑套实施水平井分段压裂的完井管柱技术研 究。该技术可实现任意层、任意次序单层单段施工，也可实现任意多级 的批量施工。
三、压裂施工设计技术
3）裸眼封隔器+滑套分段压裂技术
技术合作，我公司已具备承担页岩气井压裂施工技术要求。
二、压裂液技术：体系和特性
页 岩 气 常 用 压 裂 液 体 系
降阻水压裂液
线性胶压裂液 泡沫压裂液 交联压裂液
降阻水压裂液和复合压裂液是目前主要压裂液体系
二、压裂液技术：体系和特性
页岩气储层特点不同, 其选择的压裂液也不同������

脆性页岩压裂液选用低粘度的降阻水压裂液；
4）“同步压裂”
相邻两井或三井以上在相近裂缝位置同时压裂，裂缝相互错开，利
用诱导应力促使复杂的体积裂缝形成，增加改造体积（SRV）。
相互干扰的裂 缝增加了SRV
三、压裂施工设计技术
5）高通道压裂技术
高导流通道
应用段塞注入技术，将支撑 剂用纤维包裹，多个包裹的支撑剂 堆起着类似立柱的作用，将两个裂 缝面在不同位置支撑起来，立柱之
年产量达到 65 亿立方米。到
2020 年，年产量有望达到 1000
亿立方米以上。
页岩气勘探开发具有广阔的前景
一、概述
针对国内页岩气井开发的需求，2010年公司开始对非常 规油气井压裂进行技术研究和相关单位技术合作，经过几年 的努力，已基本完成了技术的配套工作，同时对技术人员进
行了优化，经过与华东分公司、西南分公司等多家油田压裂
10
40
8
30
6
20
4
10
砂浓度
2
0 08:29:30
0 08:44:30 08:59:30 09:14:30 09:29:30 09:44:30 09:59:30 10:14:30 10:29:30 10:44:30
加砂压裂施工曲线
100
施工井号：威201-h1.5
施工日期：2011年06月29日
二、压裂液技术
100
加砂压裂施工曲线
施工井号：威201-h1.1 施工日期：2011年05月25日
20
90
18
70
14
套压
压力(MPa)
采用降阻水进行施工，共计注入降阻水 23565.7m3，加入支撑剂902t，施工排 量15－17m3/min，液体摩阻系数为 26%，可实现在线配液。
60
12
50
费、减少污染。
二、压裂液技术：体系和特性
降阻水
• 涪页HF-1井和延页平1井现场配制浓缩液，施工时按比
例与清水混合注入井内。 • 彭页HF-1井在往储罐内打水时加入杀菌剂、防水锁剂， 施工中降阻剂、降阻剂破胶剂为混砂车在线加入。 各井降阻水配制统计
井号 涪页 HF-1 彭页 HF-1 延页平 1 浓缩滑溜水 (m3) 泵注比例 (浓缩液：清水 ) 1400 未浓缩 2500 1:5 1:9 泵注时在线添加 无 FR-66、 Optikleen WF 无
高砂比 泡沫 双翼裂缝 凝胶 线性胶 低砂比
高粘度
低粘度
脆性 地层
减阻水
复合压裂液
网络裂缝
塑性 地层
低排量
高排量
三、压裂工艺技术
3、页岩气压裂主要工艺技术
1）水平井桥塞分段压裂工艺：
通过水力泵送桥塞方式实现坐封、射孔联作、并沿水平段 方向实现逐级封隔、射孔和压裂的工艺。 特点：适用套管（31/2″、41/2″、51/2″、7″)；适合 大排量、大型施工、封隔可靠性高、压裂层位精确、分层 压裂的段数不受限制。
返出液放置1个月后可以利用 返出液经调整后其粘度可满足使用性能，粘度下降1.4mPa.s，降阻率下降 2%
三、压裂工艺技术
1、页岩气井压前评价技术
三、压裂工艺技术
2、页岩气储层压裂方案优化 岩石脆性评价准则 脆性系数B：岩石 的单轴抗压强度与抗 拉强度比 B=26.7-40, 脆性 强 B=14.5~26.7, 脆 性中等 B<14.5, 脆性弱
钻探长芯1资 料井及威远气 田页岩段系统 取芯井，并与 挪威石油、埃 克森美孚联合 研究
2009先导试验阶 段
2009年部署 中国第一口 页岩气评价 井威201井获 井口测试日 产能1.08万 方的工业气 流
目前我国已在页岩气开发实验区钻井62口，其中24口 井获得工业气流。
一、概述
《页岩气十二五发展规划（2011— 2015年）》，到 2015年，页岩气
20
90
18
80
排出排量
16
砂浓度(15kg/m^3)
70
14
套压
排量(m^3/min)
60 12
50
10
压力(MPa)
40
8
30
6
20
4
10
2
砂浓度
0 01:50:35 0 02:10:35 02:30:35 02:50:35 03:10:35 03:30:35 03:50:35 04:10:35 04:30:35
1.10
1.001
1.004
7.0
7.0
二、压裂液返排液的回收利用技术
对威201-H1井返出液放置1个月后进行处理后基本
性能测试结果如下：
类别 原配方 返排液 处理后 粘度， mPa.s 5.60 1.20 4.20 密度， g/cm3 1.001 1.004 1.001 表张， mN/m 26.23 32.42 25.34 接触角， 63.12 38.12 63.21 降阻率，% 67 // 65